DIVISION DE LYON 
Lyon, le 22 mars 2018 N/Réf. : CODEP-LYO-2018-014635 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin CNPE du Tricastin CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX 
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire du Tricastin (INB n°87 et 88) 
 Inspection INSSN-LYO-2018-0421 du 13 mars 2018 Thème : *Management de la sûreté et organisation –Filière indépendante de sûreté* Réf. : Code de l'environnement, notamment l'article L. 596-1 et suivants Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2018-0421 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu au code de l'environnement, à l'article L596-1 et suivants, une inspection courante a eu lieu le 13 mars 2018 sur la centrale nucléaire du Tricastin, sur le thème « management de la sûreté et organisation : filière indépendante de sûreté ». J'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. 

## Synthèse De L'Inspection

L'inspection de la centrale nucléaire du Tricastin du 13 mars 2018 concernait le thème « management de la sûreté et organisation : filière indépendante de sûreté ». Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en œuvre par l'exploitant pour se doter d'une filière indépendante de sûreté (FIS) suffisamment écoutée et appuyée par les instances décisionnelles du site ou de l'exploitant. Au vu de cette inspection, les inspecteurs ont noté que le site avait mis en place une organisation interne satisfaisante en ce qui concerne le maintien des compétences de la FIS. De plus, ils ont jugé les analyses de la FIS pertinentes et argumentées. Néanmoins, l'analyse des comptes rendus des réunions d'arbitrage et de caractérisation (RAC) amène des questions de la part des inspecteurs sur l'écoute de la FIS par les représentants de la direction lorsque ceux-ci doivent arbitrer le caractère déclaratif ou non de certains événements. 

## A. Demandes D'Actions Correctives

La réunion d'arbitrage et de caractérisation du 21 décembre 2017 portait sur le repli du réacteur 3 engagé à la suite de l'indisponibilité de la pompe repérée 3 ASG 003 PO. Ce repli n'a pas conduit à la déclaration auprès de l'ASN d'un évènement significatif impliquant la sûreté (ESS). Le 17 décembre 2017, à la suite de l'obtention d'un critère B non conforme lors de la réalisation de l'essai périodique référencé EPC ASG043 sur le réacteur 3, le chef d'exploitation déclare la pompe repérée 3 ASG 003 PO indisponible et pose l'événement de groupe 1 ASG3. La conduite à tenir associée à cet événement par les spécifications techniques d'exploitation (STE) consiste à replier le réacteur sous 24 heures en arrêt normal sur générateurs de vapeur aux conditions de connexion du système de refroidissement du réacteur à l'arrêt. Cet état a été atteint le 18 décembre 2017en application des STE. A la suite d'une analyse du métier *a posteriori*, il apparaît que la pompe était finalement disponible et que le réacteur n'aurait pas dû être replié. L'ASN constate cependant que cet événement relève d'un ESS, redevable du critère 6 du guide de l'ASN du 21 octobre 2005 relatif aux modalités de déclaration et à la codification des critères relatifs aux événements significatifs applicables aux installations nucléaires de base. Bien qu'inapproprié, le repli du réacteur 3 le 17 décembre 2017 relève en effet sans ambiguïté du critère 6 de ce guide.. Demande A1 : Je vous demande de déclarer à l'ASN, dans les plus brefs délais, cet événement 

## Significatif Pour La Sûreté.

La réunion d'arbitrage du 30 mars 2016 portait sur un écart relatif à l'ordre d'insertion des groupes de grappes lors du découplage du réacteur 2. Elle n'a pas conclu à la déclaration d'un ESS. Un compterendu d'événement local (CREL) a toutefois été rédigé. 

L'ASN considère néanmoins que l'exploitant n'a pas analysé toutes les causes liée à la survenue de cet événement. En effet, l'opérateur réalisant l'activité et le chef d'exploitation avaient moins d'un an d'expérience et étaient des primo-intervenants. Le CREL n'analyse pas l'influence de ce paramètre sur l'évènement. Demande A2 : Je vous demande d'analyser, pour cet écart, si des actions peuvent être mises en place pour aider les primo-intervenants lors d'activités sensibles. La réunion d'arbitrage du 7 juillet 2017 portait sur un écart relatif au non-isolement des lave-œil des locaux batteries sur les réacteurs 2, 3 et 4. Elle n'a pas conduit à la déclaration d'un ESS mais à la réalisation d'un observatoire sûreté radioprotection disponibilité environnement (OSRDE) portant sur la phase aval du processus de prise de décision et la vérification des réponses apportées à l'ASN. L'ASN considère que l'exploitant n'a pas analysé toutes les causes de la survenue de cet événement. En effet, il apparaît que le processus de mise en œuvre et de suivi des régimes de consignation n'a pas correctement fonctionné. Demande A3 : Je vous demande de me transmettre l'OSRDE ainsi que les actions correctives qui en découlent. Demande A4 : Je vous demande d'analyser les défaillances au niveau du processus de pose des régimes ayant conduit à cet écart et de me transmettre vos conclusions. 

3 La réunion d'arbitrage du 7 septembre 2017 portait sur la caractérisation de l'implantation de paramètres du système élémentaire de traitement de l'information (KIT) avec un contrôle technique a posteriori. Elle n'a pas conduit à la déclaration d'un ESS. Une analyse simplifiée d'événement (ASE) a toutefois été rédigée. Cet écart a montré que le gréement du service en charge des automatismes ne permettait pas le respect de la règle particulière de conduite (RPC) concernant les réglages sensibles qui demandent un contrôle technique intrinsèque du réglage en temps réel. Les inspecteurs ont constaté que l'ASE n'avait pas abordé ce point. Demande A5 : Je vous demande de mettre en place une organisation au sein du service automatisme afin de respecter la RPC concernant les réglages sensibles. La réunion d'arbitrage du 17 novembre 2017 portait sur la gestion des indisponibilités du capteur de niveau repéré 4RCP095MN lors de l'arrêt du réacteur 4. Elle n'a pas conduit à la déclaration d'un ESS. Un CREL a toutefois été rédigé. L'analyse de ce CREL montre que la gamme utilisée par le service en charge des automatismes lors de la mise en mode dépressurisé de l'atmosphère du bâtiment réacteur n'était pas à jour. En effet, le service en charge des automatismes a utilisé une gamme locale datant de 2008 alors qu'une gamme nationale datant de 2010 était venue l'amender. Lors de l'inspection, vous avez indiqué que cette activité n'avait pas été réalisée sur le site entre 2010 et novembre 2017. Les inspecteurs s'interrogent néanmoins sur la mise à jour des gammes pour les activités peu réalisées. Demande A6 : Je vous demande de faire une vérification de toute les gammes utilisées pour des activités réalisées moins d'une fois par an afin de contrôler que la dernière version de celles-ci sont mises à jour dans votre système d'information. Les inspecteurs ont consulté le contrôle de vérification de niveau 2 réalisé sur le processus des dispositifs et moyens provisoires (DMP) et des modifications temporaires de l'installation (MTI) au titre de la directive interne d'EDF n°122 « noyau dur de vérification des centrales nucléaires » par la filière indépendante de sureté en 2017. Le contrôle de vérification avait noté que toutes les MTI n'étaient pas rattachées à des demandes de travaux (DT). Ce constat avait fait l'objet d'une action corrective pour les services concernés. Lors de l'inspection, le contrôle par sondage des MTI a montré que les DT n'ont pas toujours été créées bien que l'action corrective soit clôturée. De plus, dans le cadre du plan d'action visant à résorber le nombre de MTI posées depuis plus de deux ans, le service automatisme s'est engagé à déposer deux MTI (référencées 0 SER 001 SYST MTI 151 et 152) sur le projet tranche en marche 2017. Or le jour de l'inspection, ces MTI n'étaient pas déposées. Demande A7 : Je vous demande de me transmettre un tableau indiquant pour toutes les MTI posées depuis plus de deux ans, le nom du système sur lequel elle est posée, la date de pose, la raison de la pose, la date de dépose prévue et la DT associée. 

# Demande A8 : Je Vous Demande De M'Indiquer La Date De Dépose Des Mti Référencées 0 Ser 001 Syst Mti 151 Et 152.

B. Compléments d'information Sans objet 4 C. Observations Sans objet 
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Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois, sauf mention contraire. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. 

L'adjoint au chef de division de Lyon de l'ASN 
signé par Olivier VEYRET 